PRACTICA No. 1DETERMINACIN DEL PETRLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MTODO VOLUMTRICO

GRUPO 2 - SUBGRUPO 5

CARLOS ENRIQUE COTRINO COD: 2010192101MARIA MILENA PUERTO COD: 2010296383DANIEL ALEJANDRO PARRA COD: 2009178656

IngenieroLUIS ENRIQUE MANTILLA RAMIREZ

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAINGENIERA DE PETRLEOSANLISIS DE NCLEOSNEIVA - HUILA2013_______________________________________________________________INTRODUCCIN

El volumen de hidrocarburos que se encuentra en el subsuelo es estimado por un mtodo muy til llamado el mtodo volumtrico, a partir del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca o porosidad, la viabilidad de flujo con respecto a la permeabilidad y la fraccin de los mismos presentes en los poros de la roca. Para la ingeniera de yacimientos es muy importante calcular el petrleo y gas original in-situ, debido a que el conocer aquellos datos permite saber con cuantas reservas se cuenta, pues es estimada la cantidad de petrleo acumulado que existe originalmente de forma natural, ligado a ello se desprende el determinar si la explotacin de un yacimiento es econmicamente viable o no.Distintas metodologas, segn el desarrollo o avance del yacimiento son empleadas para la cuantificacin de las reservas, aparte de ello para esto ltimo se tiene en cuenta la disponibilidad de la informacin geolgica.El conocer de manera aproximada las cantidades de petrleo in-situ, proporciona informacin para evaluar que tanto potencial hay en la recuperacin de aceite y la estimacin de un posible factor de recobro, claro est partiendo del hecho de que para cada proyecto cambiaran las circunstancias comerciales, desarrollos tecnolgicos y la disponibilidad de informacin de datos.

______________________________________________________________________OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL Emplear el mtodo volumtrico para calcular el volumen original de petrleo in-situ de un yacimiento, en este caso el del yacimiento San Francisco. OBJETIVOS ESPECFICOS Emplear de manera adecuada la ecuacin pertinente ya sea la piramidal o trapezoidal de acuerdo como le rija la norma del cociente entre sus reas, para determinar el volumen de hidrocarburo de la zona productora del yacimiento San Francisco.

Comprender los factores que afectan los clculos del volumen del yacimiento al implementar este mtodo tan til.

Al momento de dar manejo al planmetro, tratar de que sea el ms cuidadoso y meticuloso para que al determinar el clculo de reas entre los contornos a partir del mapa estructural no se vaya a caer en mrgenes de error tan grandes.

Entender la diferencia entre reservas original in-situ y reservas remanentes de un yacimiento.

Analizar los espesores que son ofrecidos por los mapas ispacos.

_________________________________________________________________MARCO TERICO

El mtodo volumtrico consiste en una ecuacin que nos permitir por medio de algunos parmetros caractersticos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento especfico. El mtodo volumtrico, es usado esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petrleo, gas, condensado, entre otros.El mtodo depende de parmetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturacin de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por ste parmetro que se caracteriza el mtodo. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos caractersticas importantes como lo son: el rea del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen ser, en su ms sencilla expresin el rea por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paraleleppedo.Para la cuantificacin de las reservas son utilizadas distintas metodologas, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la informacin geolgica y de ingeniera disponible. Entre los mtodos determinativos se halla el mtodo volumtrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que est asociado a la determinacin de los hidrocarburos originales en sitio (Petrleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).El mtodo volumtrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parmetros geolgicos que caracterizan el yacimiento. Partimos del concepto de que, en una arena, una fraccin de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fraccin de ese volumen poroso ser ocupada por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburo. Por lo general se tendr entre los datos la saturacin de agua y no la de petrleo, pero en un yacimiento de agua y petrleo stas estn relacionadas. La saturacin y porosidad son adimensionales, as que el volumen del petrleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*pie). El factor 7758 permite convertir los Acre*pie en barriles, pero todas estas son condiciones de yacimiento, as que toman el valor de barriles de yacimiento BY:Sin embargo, nos interesa cuantificar este volumen de petrleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14,7 psi, 60F), por eso la frmula incluye el Bo que es el volumen de yacimiento, medido a condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estndar de petrleo y su gas disuelto.Es posible determinar el volumen de petrleo para cualquier instante particular de la produccin, y segn la evolucin de del yacimiento el Bo va a cambiar como funcin de la presin. Pero para determinar el volumen inicial del petrleo, POES (petrleo original en sitio) se utiliza el Boi (Bo inicial).

Dnde:

POES: Petrleo original in-situ (BS)VB: Volumen bruto de la arena (acre*ft) : Porosidad, adimensional expresada en fraccin 1- SOi: Saturacin inicial de petrleo, adimensional expresada en fraccin BO: Factor volumtrico de formacin de petrleo (BY/BS)

Y para determinar el volumen aproximado de la zona productora a partir de las lecturas del planmetro se emplean dos (2) ecuaciones:

EcuacionesFormulaCondicin

PIRAMIDAL

TRAPEZOIDAL

Dnde:

VB= Volumen bruto de la arena (acre*ft)AN= rea encerrada por lnea ispaca superior (acres)AN-1= rea encerrada por la lnea ispaca inferior (acres)h= espesor neto del intervalo entre las dos ispacas (ft)

El Mtodo Volumtrico est basado en mapas del subsuelo e ispacos los cuales se realizan mediante la informacin obtenida de registros elctricos, ncleos y/o pruebas de formacin y produccin.

Un mapa ispaco muestra lneas que conectan puntos de igual espesor neto de formacin. Mediante estos mapas el Ingeniero de Yacimientos puede determinar el volumen productor bruto (total) del yacimiento. Este volumen se obtiene midiendo con un planmetro las reas entre las lneas ispacas de todo el yacimiento o de las unidades individuales en consideracin de igual forma o por el mtodo del polgono para poder cuantificar estos volmenes.

Este es uno de los mtodos ms usados en campos nuevos donde casi no hay mucha informacin, este mtodo se realiza con la finalidad de tener una idea global del reservorio y de las reservas de gas que contiene. El Volumen que se encuentra en el espacio poral del reservorio es transformado a volmenes de gas a condiciones estndar, el volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la informacin geolgica, basada en los cores, registros elctricos, registros durante la perforacin y ensayos de pozo como son (DST, Bild up). La extensin geomtrica se representa generalmente por mapas de campo junto a las curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal que se pueda visualizar la estructura, relieve o espesor del yacimiento.

Los principales inconvenientes que presentan la elaboracin de un mapa de este tipo consisten en seleccionar adecuadamente el espesor neto de la arena productora del campo determinada por los contactos de los fluidos, fallas o barreras impermeables sobre el mapa de las curvas de nivel del subsuelo.

El gas del yacimiento tambin cambia a medida que la presin disminuye el volumen poroso disponible para el gas, tambin puede cambiar por la intrusin de agua en el yacimiento, este volumen poroso ocupado por el gas, est relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia , la saturacin promedia por el agua innata, el gas in-situ en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturacin inicial del gas, el factor volumtrico inicial del gas el cual transforma los volmenes iniciales a condiciones estndar esto es (60F y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y El gas in-situ es en pies cbicos. En el mtodo volumtrico no se tienen en cuenta los cambios de Facies.

Otros mtodos para el clculo del Petrleo in-situ son los siguientes: Mtodo determinsticos Mtodo anlogo Mtodo Probabilstico Simulacin de yacimientos Mtodo Volumtrico

_________________________________________________________________PROCEDIMIENTO

Analice detalladamente el mapa asignado y escoja la escala adecuada para trabajar con el planmetro.INICIOEstablezca las unidades con las que trabajar y configure de manera pertinente el planmetro.Determine un punto de partida, y con la punta trazadora delinee el contorno en sentido horario.Realice 3 lecturas por curva.Promedie aritmticamente los valores.Registre los valores de cada curva.Calcule el volumen del yacimiento con las ecuaciones expuestas en las guas de laboratorio.Calcule el petrleo original in-situ.

_______________________________________________________________TABLAS DE DATOS

Datos del pozo SF-25 y condiciones del separador ptimo.

PRESIONES (Psig)

Pb892

Pinicial1172

Pactual500

Pseparador100

TEMPERATURAS (F)

Tyacimiento111

Tseparador90

Datos de porosidad y saturacin de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco.POZOESPESOR (pies)POROSIDADSATURACIN

SF-1650.1790.07

SF-2260.1740.06

SF-3370.1570.10

SF-41040.2000.10

SF-5820.15020.11

SF-6680.19130.13

SF-7680.12590.23

SF-8350.13380.22

SF-11870.16830.10

SF-12730.18730.14

SF-13480.17330.10

SF-14400.16000.19

SF-15400.11720.32

SF-16310.20150.11

SF-17360.14240.24

SF-181030.18690.07

SF-20330.20680.15

SF-21610.19630.14

SF-22910.16780.14

SF-23520.17270.14

SF-24680.16900.13

SF-25720.17110.14

SF-26950.13970.16

SF-27790.16060.13

SF-28320.18580.10

SF-29930.15900.15

SF-30980.18640.12

SF-321260.16410.16

SF-33700.18710.09

SF-34550.12940.28

SF-25890.16540.18

SF-39710.17700.11

SF-41820.17450.11

SF-45330.17200.14

SF-49530.16750.18

Concentracin de iones disueltos en el agua de produccin del pozo SF-25, realizado por CORE LAB.Cationesp.p.mAnionesp.p.m

Sodio, Na3100Cloro, Cl4900

Calcio, Ca280Sulfato, SO40

Magnesio, Mg50Carbonato, CO3 0

Hierro, Fe0Bicarbonato, HCO31050

rea encerrada por cada isopaco.No. reaEspesor (ft)rea (Acres)

Base05945

1105302

2204698

3304185

4403524

5502927

6602290

7701632

8801045

990556

10100250

11110112

1212024

131302

Tope0

Los datos originales del PVT del pozo San Francisco 25 que fueron empleados: Para el diseo de los diagramas de fases fue necesario conocer la composicin del petrleo y el gas en el separador. Condiciones iniciales de temperatura y presin del yacimiento. Al momento de calcular el factor volumtrico del petrleo a presiones por encima del punto de burbuja se necesitaron los volmenes relativos. La composicin del gas y algunas propiedades en el separador de ptimas condiciones, el cual corresponde al de 100 psig y 90F.

______________________________________________________CUESTIONARIO DE LA CLASE

1. Investigar sobre las formaciones productoras del campo san francisco, estado actual, historia de presin y produccin.

El campo San Francisco esta ubicado a 17 km de la via Neiva-Bogot, al oeste de los campos DINA cretceos y palogrande-cebu, dentro del corregimiento San Francisco, en el municipio de Palermo Huila. Fue descubierto por Hocol el 19 de febrero de 1985 con el pozo SF-1 y su produccin inicial fue de 282 BOPD, dentro del contrato de Asociacin Palermo.Estructura geolgica:La estructura del yacimiento esta constituida por el anticlinal San Francisco, este se encuentra afectado por una serie de fallas inversas y pliegues menores. Los estratos productores son areniscas de la formacin Caballos del cretceo a una profundidad promedio de 2600 pies.La Formacin Caballos consiste de cuarzo areniscas de grano medio, areniscas lodosas ferruginosas y lodolitas ferruginosas. En general la Formacin Caballos se encuentra fracturada con rellenos de xidos, indicando un carcter competente. Los pozos han sido perforados a una profundidad promedio de 3.000 pies y la unidad productora es la Formacin Caballos Superior e Inferior que est conformada principalmente por areniscas con espesores entre 70 y 120 pies.

CARACTERISTICASCAMPO SAN FRANCISCO

Profundidad promedio2600 ft

Espesor neto30-130 ft

Porosidad Promedio(9-18)%

Permeabilidad(200-500) mD

Saturacion de agua inicial29%

API26

Viscosidad del petrleo (Cp)6.66

Salinidad del agua3200 ppm

Factor volumtrico del petrleo Bob (BY7BS)1.083

GOR actual (PCS/BS200

BSW actual (%)90

Historia de produccin:FECHAPetrleoGas

Mensuales, BlsAcumulado M.BlsMensual (M.P:C)Acumulado (M.M.P:C)

ene-85

feb-85

mar-85

abr-85166682026303

may-853476054.7651698.169

jun-8556753111.513820016.369

jul-8575945187.4581392230.291

ago-8597250284.7081747447.765

sep-85170504455.2123083978.604

oct-85252214707.42641285119.889

nov-85157642865.06824400144.289

dic-852887931153.86139717184.006

ene-863517131505.57449488233.494

feb-863012811806.85548575282.069

mar-863482862155.14155430337.499

abr-862820952437.23647533385.032

may-863022392739.47553036438.068

jun-862818013021.27645634483.702

jul-862664833287.75942628526.33

ago-862645283552.28742802569.132

sep-863665423918.82964569.196

oct-863128114231.6456000625.196

nov-863693134600.95356000681.196

dic-863935704994.52356000737.196

ene-873649845359.50756000793.196

feb-872960565655.5630793.196

mar-873637706019.3330793.196

abr-872587256278.0580793.196

may-873791306657.1880793.196

jun-873801347037.3220793.196

jul-874169517454.2730793.196

ago-872554397709.71264000857.196

sep-874600208169.7320857.196

oct-875405118710.2430857.196

nov-875914439301.686139557996.753

dic-875421189843.8040996.753

ene-8852955810373.3620996.753

feb-8849500310868.3650996.753

mar-8864339811511.7630996.753

abr-8861251412124.2770996.753

may-8868974112814.0180996.753

jun-8867038013484.3980996.753

jul-8871329814197.6960996.753

ago-8870699014904.6860996.753

sep-8873131015635.9960996.753

oct-8874907816385.0740996.753

nov-8870686217091.9362846181281.371

dic-8870791017799.84601281.371

ene-8978146118581.3072908291572.2

feb-8966006819241.3752604391832.639

mar-8972611819967.4933035312136.17

abr-8968678920654.2822840552420.225

may-8970467021358.9523188302739.055

jun-8959861321957.5653958103134.865

jul-8959034422547.9092727273407.592

ago-8965167823199.5873443543751.946

sep-8965718623856.7733153044067.25

oct-8969717524553.9483232714390.521

nov-8967060625224.5543063044696.825

dic-8968607325910.6273160345012.859

ene-9074237726653.0043683715381.23

feb-9064981927302.8233268515708.081

mar-9067689527979.7183451846053.265

abr-9054943528529.1532608476314.112

may-9075426229283.4153650166679.128

jun-9077145230054.8674003017079.429

jul-9079004530844.9124606557540.084

ago-9072433731569.2494497227989.806

sep-9069831732267.5664411108430.916

oct-9077740933044.9755179878948.903

nov-9079384333838.8185310679479.97

dic-9079381934632.6375192099999.179

ene-9181319135445.82855955110558.73

feb-9171332536159.15345052311009.253

mar-9177984836939.00145659111465.844

abr-9175576437694.76537976311845.607

may-9176155238456.31738079912226.406

jun-9177228139228.59833546712561.873

jul-9178131940009.91729605912857.932

ago-9184607340855.9937905613236.988

sep-9177991441635.90434857813585.566

oct-9168048942316.39336348513949.051

nov-9174782243064.21530639914255.45

dic-9180493843869.15334911514604.565

A continuacin se aprecia el comportamiento de la produccin del petrleo (MBls) y gas(MMPCS) Vs. Tiempo(meses)

1. Cual es el diagrama de fases de los fluidos (petrleo y gas) del yacimiento a condiciones iniciales, con los resultados del PVT, obtenido con la muestra de fluido tomado en el pozo sf-25, del 29 de noviembre de 1986.Diagrama de fases del lquido en el separador:

Diagrama de fases del gas en el separador:

Determinacin Del Petrleo Original In Situ Mtodo Volumtrico

Experiencia 1

1. Elaborar el modelamiento tridimensional del estructural con el software disponible, con la informacin del plano (3D) y determinar las coordenadas gauss y ubicar la zona en el mapa de Colombia.

Mapa isopaco del campo San Francisco

Cabe aclarar que la escala que trabajamos en clase fue de 1:25000 y no de 1:5000 como la desarrollo el software disponible.

Ubicacin en el departamento del Huila

1. Graficar el comportamiento de la relacin gas en solucion-petroleo (Rs,PCS/BS) y el factor volumtrico del petrleo (Bo, BY/BS) como una funcin de la presin, con los datos de liberacin diferencial ajustados a las condiciones optimas de separacin, del PVT SF-25, por los mtodos MUHAMMAD A. AL MARAHOUN.Para empezar a dar solucin, primero se seleccionan las condiciones ptimas de separador teniendo en cuenta que las condiciones ptimas son menor presin, mayor API, menor relacin gas en solucin petrleo (Rsfb), y menor factor volumtrico del petrleo (Bo). Teniendo en cuenta las anteriores condiciones, se escogi el separador cuyas condiciones estn expuestas en la seccin anterior del presente informe.Para hallar la relacin gas en solucin petrleo (Rs):P>Pb:Para las presiones mayores que el punto de burbuja, el Rs permanece constante, esto quiere decir que para todas las presiones superiores a 892 psig, se encontrara el mismo valor para Rs que en dicha presin.PPbPara presiones por encima de la presin de burbuja se utiliza la siguiente ecuacin:

La muestra de clculo se hace para la presin de 1172 psig:

Donde:

P1. Para casos mas prcticos, siempre se deben desarrollar estrategias de recobro mejorado, dirigidos a disminuir el Bo lo mas cercano a 1, a fin de necesitar la menor cantidad de hidrocarburos lquidos de yacimiento para producir 1 bbl a condiciones estndar o de superficie.

En cambio, cuando se trata de gas, este se expande cada vez mas a medida que la presin se hace menor, debido a que es menor la compresin a la cual esta sometido, situacin que se hace visible para cuando supusimos un yacimiento de gas y realizamos el calculo del gas original in situ a condiciones de yacimiento y a las de superficie, arrojando una diferencia de 8347.32%.Para finalizar, es importante resaltar la utilidad del mtodo volumtrico en el calculo de reservas, ya que a partir de este y un estudio econmico, se puede determinar si un yacimiento es econmicamente rentable o no. En el caso del campo San Francisco, este tiene una buena cantidad d petrleo acumulado o potencial de reserva para la regin, debido a que almacena 312.78MBS.

______________________________________________________________FUENTES DE ERROR

En la determinacin del petrleo original in situ por el mtodo volumtrico, podemos entrar en algunos rangos de error, ya sean por inexactitud en los clculos, falla en los equipos o una regular manipulacin de los mapas al momento de medir las reas. Un error muy comn se presenta en la calibracin del planmetro, ya que al ser digital y de mucha sensibilidad, requiere de mucha exactitud y buen pulso, para permitir dar una medicin acertada. Adems el desgaste propio de sus componentes internos afecta inevitablemente su precisin y esto repercute en la variacin de las lecturas registradas.

En cuanto a los clculos es posible que se presenten errores, por ejemplo en los datos utilizados en la ecuacin de balance de materia ya que no se trabajan con los datos actualizados del comportamiento de la produccin del petrleo generando resultados con cierto margen de error. Tambin se pueden presentar inexactitudes al momento de evaluar el factor volumtrico referente a la variacin en milsimas que pueden alterar el valor calculado de sus volmenes originales in situ, en principio puede ser despreciable, pero este se hace muy importante en su desarrollo decimal, para el correcto clculo del N y G, El proceso de redondeo por exceso o por defecto contribuye a incrementar el margen de error.

Podemos decir que la principal fuente de error en los datos obtenidos se debe a las lecturas irregulares por concepto de un mal manejo en el planmetro, aun cuando se hicieron tres lecturas como lo indica el procedimiento, puede verse que algunos valores difieren a gran escala, dando un margen de error que puede ser de gran consideracin.

__________________________________________________________________CONCLUSIONES

El mtodo volumtrico arroja resultados muy precisos y confiables, por lo cual constituye una herramienta muy fcil de utilizar para el clculo de reservas de hidrocarburos, siempre y cuando se tenga una buena aproximacin al valor real del volumen bruto del yacimiento. El planmetro es una herramienta muy practica para la determinacin del rea encerrada por cada curva de nivel, no obstante, su precisin se ve limitada por la habilidad del operador para describir cada lnea. Es muy importante llevar un seguimiento del comportamiento que experimenta el factor volumtrico del petrleo, ya que este proporciona informacin sobre los cambios que experimenta el mismo al someterse a variaciones de condiciones de yacimiento a las de superficie. De igual forma se debe monitorear el comportamiento del factor volumtrico del gas, debido a que este es un indicador muy preciso del momento o la presin a la cual se dispara la produccin de gas e inicia a disminuir la del liquido (petrleo), situacin que ya no resultara rentable. Al comparar la variacin que experimenta el petrleo al pasar del yacimiento a la superficie con la que sufre el gas ante el mismo cambio, es notorio que este ultimo es mucho ms sensible al aumento o disminucin de un rango pequeo de presiones que el petrleo. La variacin que experimenta el volumen de petrleo ante la reduccin de la presin es inversa a la del gas, es decir mientras disminuye el volumen de los lquidos, el volumen del gas se dispara bruscamente, debido a la separacin del gas a causa de su expansin como gas libre. Al aplicar las ecuaciones piramidal y trapezoidal, se evidencia que la segunda resulta til cuando estamos realizando el cociente entre las reas en la base de la estructura, mientras que la trapezoidal lo es para las cercanas del tope. El mtodo volumtrico resulta mas preciso cuando se tiene una buena aproximacin del volumen bruto. En caso de no disponer de este valor, el mtodo de la integracin, arroja buenos resultados con un 13.66% aproximado de error, teniendo una diferencia pequea en comparacin con la magnitud de las cifras. Comprendimos la importancia del planmetro digital ya que es una herramienta til para la determinacin eficaz de reas en cualquier escala y para gran variedad de unidades de superficie, que requiere de una destreza mnima para obtener los datos deseados.

______________________________________________________________RECOMENDACIONES

Realizar el clculo del mtodo volumtrico, no solo con el planmetro si no, tambin a travs de software especializados para determinar el rea de inters.

Luego de haber determinado el rea entre contornos con el planmetro analizar y conocer de ante mano los factores que pueden afectar estas lecturas, para tratar de minimizar al mximo las fuentes de error.

Procurar la entrega de un planmetro por grupo, a fin de lograr un mayor dominio de este instrumento de medicin.

No se pudo tener buen acceso a los software para realizar la ilustracin digital de los mapas isopacos.

La geometra de la zona productora amerita, para el clculo de su volumen aproximado, la seleccin bien sea de la ecuacin piramidal o trapezoidal. La escogencia de una u otra ecuacin queda supeditada a la relacin entre reas de la zona de inters.

Si bien es cierto que la geometra de la zona productora es el punto de partida para la determinacin del volumen aproximado, las caractersticas fsicas de los fluidos de yacimiento marcan la pauta en la consecucin del valor requerido por cuanto se hace necesario establecer el comportamiento de los fluidos en yacimiento y en superficie, para las fases petrleo, gas e incluso la misma agua de formacin. El aporte de pruebas PVT y anlisis cromatogrficos es fundamental en el estudio de este comportamiento de fluidos y augura el xito en los procesos matemticos a desarrollar.

___________________________________________________________________BIBLIOGRAFIA

Paris de Ferrer, Magdalena. Fundamentos de ingeniera de yacimientos. Astro data. 2009 Craft, B.C. applied petroleum reservoir engineering. Lousiana state university. 1991 PARRA PINZN RICARDO. Propiedades fsicas de los fluidos de yacimientos, Neiva, Huila, segunda edicin 2011. http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2008/02/ecuacin-general-de-balance-de.html (balance de materia para yacimientos subsaturados)

Mapa Isopaco 3D Campo San Francisco